氢储能调峰电站如何建？

氢能是现代能源体系的重要组成部分，将深刻影响中国能源应用的前景。氢储能是解决可再生能源消纳和缓解峰谷电差的有效方式之一。

通过电转氢技术可以实现规模化、长期、广域的储能。氢储能或将成为未来重大创新技术，可有效弥补电能存储性能差的短板，有力支撑高比例可再生能源发展，有助于优化能源结构，提升能源系统整体效率，促进能源革命。但氢储能现阶段真的可行么？

氢储能是什么？

目前氢气制取主要有以下三种较为成熟的技术路线：一是化石燃料制氢；二是工业副产氢尾气提纯制氢；三是电解水制氢。

国家能源局统计结果显示 ， 2021年，我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。可再生能源发电量稳步增长，2021年，全国可再生能源发电量达2.48万亿千瓦时，占全社会用电量的29.8%。

发展切实有效的大规模储能技术，对消纳弃电、保障电力系统稳定具有重要意义。

四大储能技术对比

下表给出了几种储能方式的综合比较：

注：* 表示电站通常设计使用寿命；** 碱性电解设备寿命15 年，燃料电池发电受制于现阶段的技术成熟度，寿命约 6年，综合取 10 年。

目前较为成熟的储能方式主要有抽水蓄能和电化学储能两大类。抽水蓄能电站需要具有发达的水系和优良的地质条件，并且建设周期长；电化学储能近些年发展迅速，但由于成本较高，电池寿命只有五年左右，并且废旧电池处理面临诸多环保问题。

目前在容量需求小的调频率储能应用较多，大规模调峰储能应用不具有经济可行性。其他方式的储能包括压缩空气储能、电磁储能（超级电容器、超导储能）和热储能等，受制于技术成熟度、成本、效率等方面因素影响，目前难以做到大规模商业化应用。

氢储能技术是利用电力和氢能的互变性而发展起来的：

利用电解制氢，将间歇波动、富余电能转化为氢能储存起来；在电力输出不足时，利用氢气通过燃料电池或其他发电装置发电回馈至电网系统。

电解水制氢技术成熟，工艺简单，清洁环保，制取的氢气和氧气纯度高，而且设备单机容量大，市场成熟产品可做到 5 MW/ 台，制氢量 1000 Nm3/h，可大规模使用。

氢储能目前存在的问题是效率较低、造价高。 电解水制氢效率达 65%~75%，燃料电池发电效率为 50%~60%，单过程转换效率相对较高，但电 - 氢 -电过程存在两次能量转换，整体效率较低。

氢储能调峰站造价估算表

制氢设备的单位造价约 2000 元 /kW，储氢和辅助系统造价为 2000 元 /kW，燃料电池发电系统造价约9000 元 /kW，燃料电池的投资占到氢储能系统总投资的接近 70%；且现阶段规模化燃料电池发电系统应用较少，技术成熟度、系统寿命有待验证。

传统意义的氢储能是电 -氢 -电的转换，前文已论述存在效率低、价格高的问题。效率主要问题是两次能量转换，整体效率低；价格主要问题是燃料电池投资占比高。

广义氢储能利好可再生能源消纳

相较于传统储能，广义氢储能强调电-氢单向转换，由于广义氢储能系统效率高和成本低， 上游与可再生能源发电结合，下游瞄准高纯氢市场需求，具有广阔的应用场景，受到国内外学术界、产业界的广泛关注和研究。

电解制氢将难以储存的电能转化为可存储的氢气，氢作为能源和原料，供氢燃料电池交通、燃料电池应急备用电源、天然气掺氢燃料、化工原料、工业还原保护气体等场景使用。

中国三北地区风光资源丰富，西南部水资源丰富。但是由于我国的经济发展存在地域间的较大差异，西部地区的经济发展程度相对较为落后，可再生能源在中西部地区难以就地消纳.

另外，可再生能源具有季节性、波动性特点，使其无法在市场中准确申报电量，造成了可再生能源一定程度上的弃电浪费。 电网系统为应对大规模可再生能源上网，保障配套投资增加，火电、燃机深度调峰，无法高效最优运行，以至排放增加。

在可再生资源丰富地区就近建设大规模电解水制氢站，消纳清洁能源，减缓风光发电间歇波动， 对电网稳压性的影响是广义氢储能的一种应用方式。

氢储能电站如何设计

东部经济发达地区用电负荷量大，峰谷电差也大。以某沿海城市为例，日均用电负荷功率13500 MW，峰谷电差达 4000 MW，调峰问题日益突出。利用氢的储能特性和电 -氢灵活转化关系，发挥氢储能在电网中“填谷”作用。

谷电时段，电网将可再生能源电能输送到高纯氢需求端，通过电解水制氢储能，供燃料电池交通和电子等行业使用，提高可再生能源消纳和输电通道利用率。 电解制氢的副产氧纯度在 98.5% 以上，主要杂质为 H2O 和 H2，提纯成本低，经济价值高。

在峰电时段，由于氢燃料电池发电成本较高，可以采用天然气掺氢富氢燃机发电向电网送电。 富氢燃机具有以下优点——

造价约 3000 元 /kW，远低于燃料电池；

可利用城市天然气管网提供燃料；

天然气掺氢 20%，可提高燃烧效率，降低碳排放和污染物排放；

掺氢比例可根据需求在 0~20% 之间调节；

可热电联供，提高综合效率。日本川崎、三菱、西门子等公司在天然气掺氢、纯氢燃气轮机方面，都具有相应的成功应用示范。

氢储能调峰站配套质子膜氢燃料电池（PEMFC）发电作为应急备用电源，替代传统的柴油发电机备电。

PEMFC 燃料电池利用储存的氢气发电，相比柴油发电具有运行安静、零排放、燃料成本低（PEMFC 度电成本 1 元，柴油发电度电成本 2 元）等优点。

氢储能电站调峰难题

储能电站调峰面临三大难题，一是用地条件限制，一是制氢设备技术成熟度限制，还有就是产业下游高纯氢市场消纳风险的限制。

虽然 2020 年 3 月修订的《能源法》将氢气作为能源一词列入诸种能源之一。

但仍未改变其危化品管控属性，规模化制氢站须入在化工园区，这限制了氢储能调峰站的选址，尤其在电、氢负荷中心的东部经济发达城市选址更加困难。

电解水制氢技术根据电解质不同，主要可分为碱性（ALK）、质子交换膜（PEM）、固体氧化物（SOEC）电解三大类，SOEC 电解可以利用外供热源效率最高，PEM 和 ALK 次之。

其中碱性电解技术成熟、成本低，是国内商业化应用的主流产品；但是其动态响应速度慢，在需要频繁启停、变负荷运行的氢储能调峰站中应用有较大弊端。

PEM 制氢动态响应速度快、抗电源负荷波动性强，适合在氢储能调峰站使用；但目前国内 PEM 制氢设备技术成熟待工程化应用验证，其高昂的价格限制了大规模工程化推广。

电解制取的高纯氢，理想的市场消纳方式是高纯电子氢和能源氢，高纯电子氢市场需求相对稳定， 未来市场增长点集中于能源氢在氢燃料电池领域的应用。

氢储能应从三方面开始探索

氢储能是支撑高比例可再生能源发展有效方式之一，传统电 -氢 -电的储能方式综合效率低、造价高，现阶段不具备经济适用性。

借助我国跨区域特高压输电通道优势，将可再生资源丰富地区的电能输送到高纯氢负荷中心，建设氢储能调峰站，谷电时段制氢储能（P2H），峰电时段天然气掺氢富氢燃机发电回馈电网，可以实现可再生能源消纳，提高输电通道利用率，缓解东部城市峰谷电差大的问题，解决氢气远距离运输成本、安全等难题。

针对氢储能调峰站发展面临的挑战，建议如下：

1、开展用户端制氢试点探索

河北省为发展氢能产业，支持可再生能源绿色制氢和风光可再生能源消纳，率先发布风力发电配套制氢项目可不进化工园区。

建议在认真做好技术评估、满足安全要求的前提下，有序推进非化工园区制氢试点探索，开展用户端制氢的示范，参照天然气管理方式，在以能源方式利用时，将氢气纳入能源管理范畴。

2、发挥电网企业的作用

氢能和电能同属于清洁的二次能源，充分发挥电网企业在二次能源领域的调度经验，实现氢电之间深度耦合互补，提高能源综合利用效率。

具体而言，建议电网企业在电网输送通道利用率低的谷电时段，降低清洁能源跨区域输送过网费；对以削峰填谷为目的的氢储能调峰站，建议减免容量费。

3、试点探索多元化商业模式

建议政府层面的氢能产业政策从燃料电池交通、加氢站向氢气清洁高效制取、氢能在能源体系中的耦合利用等“大氢能”产业扩展延伸。

加快对新领域试点项目的论证和规范审批流程，促进示范落地；通过规划政策引领，消除能源行业间壁垒，促进能源产业融合，构建清洁低碳、安全高效的现代能源体系。

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